有效累计注采比及其在注水开发效果评价中的应用——以吉林红岗油田大45区块超低渗透油藏为例

张 原 甘俊奇 王俊文 张文旗

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

有效累计注采比及其在注水开发效果评价中的应用
——以吉林红岗油田大45区块超低渗透油藏为例

张 原 甘俊奇 王俊文 张文旗

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

引用格式：张原，甘俊奇，王俊文，等.有效累计注采比及其在注水开发效果评价中的应用——以吉林红岗油田大45区块超低渗透油藏为例［J］.石油钻采工艺，2015，37（6）：86-89.

针对超低渗透砂岩油藏注采比高的问题，基于无效注水原因分析提出了有效累计注采比的概念。以吉林红岗油田大45区块为例，采用吸水剖面法和物质平衡法分别对有效累计注水量和有效累计注采比进行了计算并比较其结果，并利用油藏数值模拟予以验证。其结果合理地解释了超低渗透油藏有效累计注采比高的原因，同时也说明了以往累计注采比的局限性，该方法可用于同类超低渗透油藏注水开发效果评价。

超低渗透；有效累计注采比；吸水剖面；物质平衡；红岗油田

吉林红岗油田大45区块位于松辽盆地南部红岗阶地，开发目的层位为扶余油层，油藏埋深2 100～2 350 m，平均孔隙度10.7%，平均渗透率0.4 mD，属于典型的低孔超低渗透砂岩油藏。区块于2006年正式投入开发，采用菱形反九点井网，根据井网形式分为2个井区。Ⅰ井区的井排距500 m×150 m，目前日产液1.6 m3，日产油1.1 t，含水率31.1%，累计注水83.5×104m3，累计产液11.0×104t，累计注采比为6.0。Ⅱ井区的井排距500 m×100 m，目前日产液1.1 m3，日产油0.5 t，含水率55.93%，累计注水68.3×104m3，累计产液6.4×104t，累计注采比为8.1。

低渗透油藏注采比较高、注采过平衡的现象普遍存在。超低渗透油藏累计注采比多为2.0～3.0，然而大45区块注采比高达6.0～8.0，表明区块存在大量的无效注水。为提高区块的开发效果，有必要对产生无效注水的原因进行分析，确定区块实际有效的注水量。因此，提出了有效累计注水量的新概念，研究了有效累计注采比的计算方法。

1　累计注采比研究概况

累计注采比为油藏的累计注水量与累计产液量的地下体积之比，如式（1）。

国内外学者分别采用矿场统计法［1-2］、水驱特征曲线注采比法［2-4］、多元回归法［5-6］、阶段压力恢复法［2，7-12］、BP神经网络法［2，12］、井间压力干扰法［6］等，通过建立不同条件下的注采比预测模型，得到合理注采比，其研究前提均认为进入地层的注入水全部发挥驱油和保持地层能量的作用。吴琼［6-14］等人 展开了注采比影响因素研究，并对注采比进行了复算和预测，其研究对象为注水开发晚期低渗透油藏。分析油田现场吸水剖面，发现超低渗透砂岩油藏注水井的非射孔层段存在吸水反应这一现象，文献［15］研究了吸水剖面资料在油田开发中的应用，如何确定有效注水量尚需进一步研究。同时，笔者发现利用油田试井测验资料，依据物质平衡原理，可以研究注水量与地层压力之间的关系。因此，从静态和动态2个角度出发，分别采用吸水剖面法和物质平衡法，研究超低渗油藏注采比高的原因，进一步评价油田的水驱开发效果。

2　有效累计注采比概念的提出

2.1无效注水原因分析

综合考虑超低渗透油藏的地质和开发特征，认为无效注入水主要有以下3种存在形式：①非储层吸水。在高注入压力条件下，注入水进入近井地带的干层和泥岩层。②沿区块边界布置的注水井的部分注水量会外泄到边界之外。③注水管柱中堵塞器失效导致注入水进入非开采层段。红岗油田大45区块一口井吸水剖面显示，62.5%的注入水进入上部高台子储层。

2.2有效累计注采比的概念

有效累计注水量是指对地层能量保持以及水驱油有贡献的累计注水量，否则为无效累计注水量。有效累计注入比例是指有效累计注水量与总注水量之间的比值，如式（2）；有效累计注采比是利用有效累计注水量与累计产液量的比值计算出的注采比，如式（3）

通过本次对比研究，基本划定了研究区内优势和劣势茶园分布范围，基本摸清了适宜茶叶生长的立地条件。桐城市大别山区适宜发展茶叶种植，结合地方茶产业发展需求，今后可打造高标准茶园及特色茶叶基地建设。本次研究成果为桐城市其他地区推广种植“桐城小花”茶提供了借鉴和重要参考。

2.3吸水剖面法

目前吸水剖面主要通过同位素示踪法测井得到。在注水条件下将已吸附示踪元素I131或Ba131的活化固相载体随注入水流入井内，水在向地层入侵时，活化固相载体会与水分离而滤积在地层表面，地层的吸水量与放射性载体在地层表面的滤积量成正比［16］。此后测得的同位素伽马曲线与自然伽马曲线之间存在幅度差，在测井曲线上形成两条曲线的包络面积，地层的吸水量与包络面积成正比。即某射开层段吸水率的常规统计方法为，该射开层段的吸水量占该井所有射开层段总吸水量的比例，对应吸水剖面为，该射开层段的包络面积占该井所有射开层段的总包络面积的比例，如式（4）

然而，大量超低渗透砂岩油藏注水井的吸水剖面曲线显示，不仅射开层段有放射性同位素吸水反应，非射开层段（泥岩层、干层）也有吸水反应。因此认为部分注入水进入非射开层段。图1为Ⅰ井区一口注水井测同位素吸水剖面曲线，将黄色填充的射开层段吸水量作为有效注水量，蓝色填充井段为非射开层段（干层或泥岩），认为该部分吸水量为无效吸水量。某层段的吸水率为该层段对应的包络面积占全井段总包络面积的比例，如式（5）。因此该井的有效吸水比例为射开层段总包络面积占全井段总包络面积的比例，如式（6），该井的有效累计注水量为有效吸水比例乘以累计注水量。

2.4物质平衡法

在物质平衡法的计算中，有效累计注水量是指对保持地层能量有贡献作用的累计注水量。若注水井附近为半封闭的储层，储层的孔隙体积为Vp，注入水进入地层之前的地层压力为Pi，当注入水进入地层后，地层压力升高至Pf。地层压力升高，岩石骨架被压缩，地层孔隙体积增大，地层孔隙体积的增大量为

图1　6号水井同位素吸水剖面曲线

其中，孔隙体积Vp为

注入水进入地层之前，地层孔隙中所填充的地层水和原油的体积之和等于孔隙体积Vp，注入水进入地层后，孔隙压力升高，导致孔隙中所填充的地层水和原油的体积被压缩，压缩量为

其中，地层水和原油的综合压缩系数为

3　现场应用效果

3.1吸水剖面法

利用大45区块12口井的吸水剖面资料、测井资料和生产动态资料，统计各井射开油层、干层和泥岩的厚度以及吸水率，得出有效吸水厚度和有效吸水量。Ⅰ井区有效累计注采比为2.5，Ⅱ井区有效累计注采比为3.9，全区的有效累计注采比降为3.0，认为全区46.8%的注入水为有效注水，53.2%的注入水为无效注水（表1）。

表1　区块有效注水表（吸水剖面法）

3.2物质平衡法

注水开发过程中，地层压力pf是计算有效累计注采比的关键参数。地层压力pf可以通过试井测末点压力得到。计算地层压力pf采用面积加权平均，如式（14）

大45区块Ⅰ井区平均原始地层压力为21.1 MPa，Ⅱ井区平均原始地层压力为22.27 MPa，采用式（14）计算该区地层压力40.5 MPa，进而得到该区有效注入比例为19.4%。依物质平衡法计算，得到有效累计注采比如表2。Ⅰ井区有效累计注采比为1.2，Ⅱ井区有效累计注采比为1.6，全区的有效累计注采比降为1.3，有效注水比例为20.7%，无效注水比例为79.3%。Ⅰ井区和Ⅱ井区有效累计注采比大于1，且并非异常大，符合超低渗砂岩油藏的开发特征。相比累计注采比，有效累计注采比的计算结果更加合理。

表2　区块有效注水表（物质平衡法）

3.3数值模拟验证

综合应用大45前期油藏描述成果、测试分析资料和生产动态建立了232×167×44的三维地质模型，根据井网大小和开发效果，将大45区块同样分为Ⅰ、Ⅱ等2个井区。在收集、整理、核实区块动静态资料的基础上，分别对2个井区进行了储量、产液、产油、含水拟合。在拟合过程中，注水井设定注水上限，得到符合生产动态的累计注水量，从而得到数值模拟累计注采比。全区模拟累计注采比为1.3，Ⅰ井区为1.4，Ⅱ井区为1.2，（如表3）。全区模拟有效注入比例为18.5%，说明累计注入水中81.5%的水量为无效注水。数值模拟得到累计注采比远小于累计注采比，证明大45区块超低渗油藏在注水开发过程中，存在大量的无效注水。

表3　区块数值模拟结果

根据吸水剖面法计算结果，全区有效注采比为3.0，无效注水比例为53.2%。根据物质平衡法计算结果，全区有效注采比为1.3，无效注水比例为79.3%。吸水剖面法利用了吸水剖面曲线，显示的是各层位的相对吸水量，为静态数据，射开油层中吸入的水并不是全部起到保持地层压力的作用，即射开油层中也存在无效注水量；物质平衡法利用了试井资料，是根据地层压力变化得出的计算结果，是产生实际驱替效果的注入水的作用结果，没有起到保持地层压力作用的水量全部为无效注水量，因此与物质平衡法相比较，吸水剖面法的计算结果较大。两种方法计算结果均反映出由于注入水在注入地下后有多种存在形式，53.2%～79.3%的水为无效注水，形成了超低渗透油藏注采比普遍很高的现象。

4　结论

（1）超低渗透注水开发的油藏存在注采比高的问题，原因在于非储层吸水、边界外泄，外窜至其他层，故在计算累计注采比时应当将其排除。为更加准确地掌握注水开发现状，定义了有效累计注水量、有效累计注采比的概念。

（2）以吉林油田大45区块为例，并通过油藏数值模拟计算结果予以印证，解释了超低渗透砂岩油藏注采异常高的原因。

（3）对于超低渗透砂岩油藏，通过注采系统调整措施和井网加密调整措施，可以更好地建立注水井与采油井之间的驱替关系，降低累计注采比。

符号说明：

Ai为注水井附近压力影响面积，m2；Aj为采油井附近压力影响面积，m2；Api为射孔层段吸水曲线阴影面积，m2；Co为油的压缩系数，MPa-1；Cp为岩石孔隙的压缩系数，MPa-1；Cr为流体的压缩系数，MPa-1；Cw为水的压缩系数，MPa-1；EIPR为有效注采比；EIR为有效注入比例；h为有效厚度，m；he为射开油层厚度，m；m为注水水井数，口；n为采油井数，口；pf为注入水进入地层之后的地层压力，MPa；pi为注入水进入地层之前的地层压力，MPa；poj为采油井的试井静压，MPa；pwi为注水井的试井静压，MPa；rw为有效注入比例，%；rwa为外推吸水率，%；So为油的饱和度；Sw为水的饱和度；VN为累计注水量，104m3；Vp为孔隙的体积，104m3；Vwc为折算累产水，104m3；Vws为储层基质的存水量，104m3；ΔVl为原始流体的压缩量，104m3；ΔVs为孔隙体积的增大量，104m3；Wpi为射孔层段吸水量，104m3；Wie为有效注水量，104m3。

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（修改稿收到日期 2015-10-10）

〔编辑 付丽霞〕

Effective accumulative injection-production ratio and its application during the effect evaluation of water injection development—taking ultra-low permeability reservoir in Da 45 Block of Honggang Oilfeld in Jilin Province for example

ZHANG Yuan，GAN Junqi，WANG Junwen，ZHANG Wenqi
（Research Institute of Petroleum Exploration and Deνelopment，CNPC，Beijing 100083，China）

For the problem about the high injection-production ratio in ultra-low permeability reservoir，the concept of effective accumulative injection-production ratio is created based on the reason of inefficient water injection. Taking Da 45 Block of Jilin Honggang Oilfield in Jilin Province，water injection profile method and material balance method are used to respectively compute the effective accumulative water injection rate and the effective accumulative injection-production ratio and contrast the results，and numerical reservoir simulation is used for verification. The results reasonably demonstrate the reason of the high effective accumulative injection-production ratio in ultra-low permeability reservoir as well as the limitation of pervious accumulative injection-production ratio. Therefore this method can be applied to evaluate the water injection development effect in the similar ultra-low permeability reservoir.

ultra-low permeability； effective accumulative injection-production ratio； water injection profile； material balance；Honggang Oilfield

TE931 文献识别码：A

1000-7393（ 2015 ） 06-0086-04 doi:10.13639/j.odpt.2015.06.022

张原，1991年生，硕士研究生，主要从事超低渗透砂岩油藏开发方面的研究。Email：hyzmx.student@sina.com。